引言

自从1955年AAPG年会将“断层是充当运移的通道还是遮挡物”作为一个问题提出起，人们开始认识到断裂在油气运聚成藏中的运移与封堵作用^[1]。随着油气勘探地质工作的不断深入，断层的运移和封堵在油气成藏中所起的作用越来越受到重视^[2-4]，断层究竟是起运移通道作用还是起封堵遮挡作用，其关键在于断层的启闭性^[5]。在以往的研究中，通常用此条断层是“开启”还是“封闭”两个极端的状态来定性描述断层的启闭性，而实际上断层除了上述两种极端状态外，更多是处于完全开启和完全封闭之间的过渡状态，比如说目的盘储层对接的不是非渗透性储层，而是物性相对差的储层；或断裂带裂缝并非闭合，而是在一定压力下可以运移的微裂开状态，这两种情形不能简单的说断层是开启还是封闭^[6]，而断层具体处于中间的哪种状态，只有通过数学计算才能定量表征清楚。

然而，断层封闭性的定量表征却一直是困扰油气勘探地质家的一道难题^[7]。断层封闭性研究前期，主要通过对影响断层封闭性因素的定性分析来间接推断断层的封闭性，并得出了断层的封闭机理是排替压力差^[8-9]、断层的封闭具有方向性^[10]、砂泥对接和泥岩涂抹定性判断断层封闭性等主要研究成果^[11-14]。在20世纪90年代前后，断层封闭性开始进入定量表征阶段，形成了3大类方法：(1)根据断层两盘油水界面高差确定断层封闭程度。如吕延防根据断层两盘油水界面不一致来推断断层的封闭性^[6]。(2)根据断层两盘砂泥岩对置状态评价断层封闭性。如Allen应用图解法判断断层封闭性^[15]；吕延防采用砂泥对接概率数值模拟法，实现了对无钻井区断层封闭性的定量评价^[16]；Knipe运用图解法判断断层封闭性^[17]；刘泽荣提出横向封堵系数法评价断层封闭性^[18]。(3)根据泥岩涂抹层状态研究判断断层封闭性。如Lindsay提出泥岩涂抹因子法判断断层封闭性^[19]；Lehner提出黏土涂抹势法判断断层封闭性^[20]；Yielding采用断层泥比率法判断断层封闭性^[21]；吕延防采用模拟实验对泥岩涂抹进行研究[22}；吕延防提出断—储排替压力差计算法判断断层封闭性^[23]，此后学者还对断—储排替压力差计算法进行了改进^[24-26]。

本文在前人对断层封闭性定量研究的基础上，从断层封闭的机理出发，准确计算了断层岩排替压力与储层排替压力差，量化了断点处的断层封闭能力，最终解决了LD21油田东盘3个断块平面上、垂向上油气差异富集的问题，此外，采用正交试验设计方法对影响断—储排替压力差4因素进行了定量评价，并给出了断层埋深、泥质体积分数、断层倾角和作用时间比四因素的显著性排序，研究成果对辽东湾探区类似断块圈闭平面上油气富集块、垂向上油气富集层位的分布预测具有一定的指导意义。

1 断层侧向封闭机理及影响排替压力因素 1.1 断层侧向封闭机理

断层在活动的过程中，断层两盘形成裂缝并发生错断，裂缝会被断层错断切削下来的岩石所充填，裂缝空间的负压和低压状态导致储层内的地层水进入裂缝，充满裂缝碎屑充填物的孔隙，充填物在断面正压力的作用下排出孔隙水，经压实成岩后形成断层岩。断层岩平铺在断层面上，断层充填物的封闭能力决定了油气穿过断层侧向运行的难易程度^[25]。而断层岩的封堵性关键在于排替压力，可以通过断层岩的排替压力和储层的排替压力的比较来评价断层的封堵性。断层岩的排替压力大于储层的排替压力，也就是断—储排替压力差大于0，断层封闭，断层岩的排替压力小于储层的排替压力，即断—储排替压力差小于0，断层不封闭，断—储排替压力差值越大，断层的封闭性越强，所能支撑的油气柱高度越大。

1.2 影响排替压力因素

断层岩的排替压力是决定断层封闭性的关键指标，主要受到断层岩泥质体积分数和压实成岩程度的影响^[25]。断层岩泥质体积分数越高，压实成岩程度越强，断层岩的排替压力越大，断层的封堵效果越好，反之越差^[27-28]。压实成岩程度包含两个方面，一方面是压实成岩的压力，压实成岩压力与断层岩所受的断面正压力有关，断面正压力与断面埋藏深度和断面倾角有关，埋深越大，倾角越小，断面正压力越大，压实成岩压力越大，断层岩越致密，断层岩的排替压力越大，断层的封堵效果越好，反之越差。另一方面是压实成岩的时间，压实成岩时间越长，断层岩越致密，断层岩的排替压力越大，断层的封堵效果越好，反之越差^[29]。

2 断层封闭能力的定量评价方法

根据断层侧向封闭机理及影响排替压力因素的分析得知，断层的封闭性定量评价主要是计算断层岩的排替压力。断层岩排替压力与断层岩的泥质体积分数、断层岩压实成岩程度有关，其中，断层岩压实成岩程度与断层岩压实成岩压力和断层岩压实成岩时间有关，而断层岩压实成岩压力与断层岩压实成岩时间均可以转化为断层岩压实成岩的埋深^[24]。获取了断层岩的泥质体积分数和断层岩的压实成岩埋深，就可以把具有一定泥质体积分数和压实成岩埋深下的断层岩看成具有相同泥质体积分数和相同压实成岩埋深的沉积地层，得到此泥质体积分数和相同压实成岩埋深的沉积地层所具有的排替压力后，就可以视此排替压力为断层岩的排替压力，具体通过如下步骤实现。

2.1 埋深—泥质体积分数—排替压力关系图版

埋深—泥质体积分数—排替压力关系可以通过两种方法求得^[23]，一种方法是实测法，分别取同一埋深，不同泥质体积分数的岩石样品和同一泥质体积分数，不同埋深的岩石样品做压汞实验，就可以得到不同埋深、不同泥质体积分数下的岩石排替压力。遗憾的是，此种方法需要大量的岩石样品，样品要求高，花费大，作业时间长，不好实现。

另一种方法是实测与地质统计学相结合的方法。选取工区内有效的砂岩、泥岩压汞实验数据，得到实测的排替压力随深度变化的关系，然后采用地质统计学中的内插法计算不同埋深—泥质体积分数的排替压力，最终得到埋深—泥质体积分数—排替压力关系图版。

2.2 断层岩和储层泥质体积分数的求取

断层岩泥质体积分数可通过Yielding提出的断层泥比率法求取^[21]

$S = \dfrac{{\sum\limits_{i = 1}^n h_i}}{H} $

(1)

式中：

S——泥质体积分数，%；

H——断层断距，m；

h_i——被断层错断的第i层泥岩厚度，m；

n——被断层错断的泥岩层数。

具体步骤：(1)根据地震资料对断层和层位进行解释，确定所研究断层在目的层的断距；(2)利用钻井、录井和测井资料，根据断层性质统计断距范围内断层两盘涂抹过断点处的泥岩厚度，其中正断层上盘从目的层往上数断距统计泥岩的层数和厚度，下盘从目的层往下数断距统计泥岩的层数和厚度，逆断层相反，然后取平均并求和，即为断层两盘目的层之间的泥岩累计厚度。泥岩累计厚度统计过程中断层两盘可采用不同井的资料，并综合考虑两盘错开的泥岩厚度和砂岩所含泥质体积分数部分(可通过测井资料求得)。(3)通过式(1)计算断层岩泥质体积分数。

2.3 断层岩压实成岩真实埋深计算

断层岩的封闭能力取决于断层岩的排替压力，而排替压力除了与断层岩泥质体积分数有关外，还与断层岩的压实成岩程度有关^[16]。断层岩压实成岩程度包括断层岩的压实成岩压力和断层岩压实成岩时间两方面，对于这两方面的定量表征显得尤为重要。断层岩的压实成岩压力主要是上覆沉积载荷作用在断层岩上面的力，将此力的作用分解为垂直断面的正压力和顺层面的力，断面正压力即为压实成岩压力，它与断面的埋深和倾角有关。断层岩压实成岩时间从断层停止活动开始，其时间为断层停止活动至现今的时间。而断层岩的压实成岩压力和断层岩的压实成岩时间都可以通过断层岩的压实成岩埋深来定量表征。

静岩压力表达式为

$N = {\rho _{\rm{r}}}Z{\rm{g}} $

(2)

式中：

N——地层所受到的压力，kPa；

ρr——上覆沉积密度，g/cm³；

Z——地层的埋深，m；

g——重力加速度，g=9.8 m/s²。

断层岩所承受的压力为上覆沉积载荷重力作用分解在断层面上的正压力，表达式为

$ {N_{\rm{s}}} = ({\rho_{\rm{r}}}-{\rho_{\rm{w}}}){\rm{g}}{Z_{\rm{s}}}\cos \theta $

(3)

式中：

N_s——断面正压力，MPa；

ρ_w——地层水密度，g/cm³；

Zs——断层岩的实际埋深，m；

θ——断层倾角，(°)。

断层岩的压实成岩作用时间从断层停止活动后开始，所以断层岩的压实成岩作用时间T_f应该等于或晚于同深度地层的压实成岩时间T_s。假设地层是连续沉积的，地层所受的压力应该与沉积时间有对应关系，则断层岩的压实成岩压力N_f和断层岩所承受的压力N_s的比例关系应与断层岩的压实成岩作用时间T_f和围岩的压实成岩时间T_s的比例关系一致^[24]。

则由关系式

$ \dfrac{N_{\rm f}}{N_{\rm s}} =\dfrac{T_{\rm f}} {T_{\rm s}} $

(4)

式中：

N_f——断层岩的压实成岩压力，MPa；

T_f——断层岩的压实成岩作用时间，Ma；

T_s——围岩的压实成岩时间，Ma。

得

$ {Z_{\rm{f}}} = \dfrac{({\rho _{\rm{r}}} -{\rho _{\rm{w}}}){Z_{\rm{s}}}\cos \theta}{{{\rho _{\rm{r}}}}} \cdot \dfrac{{{T_{\rm{f}}}}}{{{T_{\rm{s}}}}} $

(5)

式中：

Z_f——断层岩压实成岩真实埋深，m，它考虑了断层岩压实成岩压力和断层岩压实成岩时间。

2.4 断—储排替压力差计算

由式(1)求得的泥质体积分数S_f和式(5)求得的断层岩压实成岩真实埋深Z_f，利用埋深—泥质体积分数—排替压力关系图版，求取断层岩排替压力p_f。根据储层的泥质体积分数S_s和储层的埋深Z_s，求取储层的排替压力p_s，两者相减即可得到断—储排替压力差$\Delta p$。

2.5 烃柱高度预测

断—储排替压力差$\Delta p$大于0，断层侧向封堵；反之侧向开启。另外，$\Delta p$越大，封堵能力越强，所能封闭的烃柱高度为

${H_{\rm{h}}} = \dfrac{{\Delta p}}{{({\rho _{\rm{w}}}{\rm{ - }}{\rho _{\rm{h}}}){\rm{g}}}} \times {10^{-3}} $

(6)

式中：

H_h——所能封闭的烃柱高度，m；

∆p——断—储排替压力差，MPa；

ρh——烃的密度，g/cm³。

由式(6)可知，断层岩所封闭的烃柱高度不仅与断—储排替压力差有关，还与地层水和烃的密度差有关，地层水密度一定的情况下，烃密度越小，油品越好，所能封闭的烃柱高度越小，所要求的封堵条件越苛刻，即能封闭住的烃柱高度与烃的密度具有正相关性。

3 应用实例 3.1 工区概况

辽中凹陷是渤海湾海域辽东湾拗陷内的一个二级构造单元，LD21油田位于郯庐断裂带辽中凹陷南洼中央构造带上，整个构造被中央断层分为西侧上升盘和东侧下降盘(简称东盘)两部分(图 1)，处于油气运移的有利通道上，\hfill具有优越的油气聚集成藏地质条件，钻探证实是渤海最有利的油气富集区之一^[30]。

LD21油田东盘为中央断层控制下具有走滑性质的似花状构造，构造区内次生断层发育，油气分布主要受断层控制，以断块油藏为主(图 1b，图 2)。油田具有古近系沙河街组、东营组和新近系馆陶组多套含油层系，主力含油层系为新近系馆陶组。

笔者研究的东盘馆陶组以辫状河沉积为主，砂岩非常发育，砂岩百分含量平均75.0%以上，根据砂层发育情况、油层分布规律以及与地震解释层位的对应关系，划分了N$g_{\rm{Ⅰ}}$$\sim$N$g_{\rm{Ⅵ}}$共6个油组，储层平均孔隙度30.3%，平均渗透率2 392.5 mD，具有高孔、特高渗特征，以重质稠油为主，地面原油密度0.963 g/cm³，地层原油黏度309.7 mPa·s。

本构造东盘由北至南1号、2号、3号3个断块具有油气差异富集的特征，平面上中间断块丰度高，储量大，北块次之，南块最小；垂向上N$g_{\rm{Ⅳ}}$、N$g_{\rm{Ⅴ}}$油组储量大(图 1c)。究竟是什么原因导致了LD21油田东盘馆陶组平面上不同断块、垂向上不同油组油气富集的差异性？

设定由北至南1号、2号、3号3个断块对应1井、2井、3井和F₁号、F₂号、F₃号断层(图 1b，图 1c，图 2)，通过绘制反映断层两盘砂泥岩对置状态的Allen图(图 3)，发现不同的断层两盘砂泥岩对接程度各异，F₂号断层的目标盘砂与泥对接的比例大(图 3b)，封堵效果好，F₁号断层次之(图 3a)，F₃号断层较差(图 3c)，这说明控圈的3条断层封闭性特征存在明显差异，所以有必要从封闭机理出发对3条控圈断层的封闭能力进行定量评价。

3.2 目标断层封闭能力的定量评价

为了准确量化断层的封闭能力，在前人对断层封闭性定量研究的基础上，用本文第2节的方法对东盘3条断层的封闭能力进行了定量评价。

首先，选取工区内有效的砂岩压汞实验数据，得到实测砂岩的埋深、泥质体积分数和排替压力的关系，再利用渤海184口钻井资料及实验结果建立的声波时差与排替压力的关系式计算泥岩的埋深、泥质体积分数和排替压力的关系。

${p_{\rm{d}}} = \dfrac{252.32}{0.58A_{\rm C}-44.08}- 8.79 $

(7)

式中：

p_d——排替压力，MPa；

A_C——泥岩声波时差，μs/m。

将实测砂岩和公式计算的泥岩埋深、泥质体积分数和排替压力的关系结果，标注并制作图版。采用地质统计学中的内插法计算不同埋深—泥质体积分数的排替压力，最终得到埋深—泥质体积分数—排替压力关系图版(图 4)。

通过Yielding提出的断层泥比率法(式(1))分别求取了3条控圈断层Ⅰ~Ⅵ油组断层岩泥质体积分数，在统计泥岩厚度的过程中断层两盘采用了不同井的岩性资料，并综合考虑了断层两盘错开的泥岩厚度和砂岩所含泥质体积分数部分。

工区的中央断层平面走向北东向，断距大、延伸距离远，长期发育，控制本区凹陷形成与构造演化，通过对中央断层生长指数的研究可知(图 5)，始新世晚期和渐新世后期断层活动强烈，中新世——上新世中期断层活动减弱，上新世末断层岩逐渐压实成岩。3条控圈断层在Ⅰ~Ⅵ油组处倾角较大，为48.7°~55.9°，利用断层岩埋深、原油密度、地层水密度、断层倾角、断层岩压实成岩时间和馆陶组沉积时间，运用式(5)折算了断层岩压实成岩真实埋深。

最后，通过埋深—泥质体积分数—排替压力关系图版求取不同深度、不同泥质体积分数的断层岩排替压力和储层排替压力，并定量计算断—储排替压力差，量化断点处的断层封闭能力，通过式(6)预测不同油组断层能封闭的最大油气柱高度，相关参数及计算结果见表 1。

由表 1可知，1井、2井、3井揭示的不同断块各油组储层排替压力值为0.30~0.90~MPa，利用上述方法得到的不同断块各油组储层对应的断层岩排替压力值为0.32~0.92，对比断层岩排替压力和储层的排替压力值发现，1号块N$g_{\rm{Ⅲ}}$、N$g_{\rm{Ⅵ}}$油组，2号块N$g_{\rm{Ⅰ}}$、N$g_{\rm{Ⅱ}}$、N$g_{\rm{Ⅵ}}$油组，3号块N$g_{\rm{Ⅰ}}$、N$g_{\rm{Ⅱ}}$油组断层岩对应的排替压力是小于储层的排替压力的，断层在此处不能起到封堵油气的作用，这与实际取样、测井解释结果一致。而1号块N$g_{\rm{Ⅰ}}$、N$g_{\rm{Ⅱ}}$、N$g_{\rm{Ⅳ}}$、N$g_{\rm{Ⅴ}}$油组，2号块N$g_{\rm{Ⅲ}}$、N$g_{\rm{Ⅳ}}$、N$g_{\rm{Ⅴ}}$油组，3号块N$g_{\rm{Ⅲ}}$、N$g_{\rm{Ⅳ}}$、N$g_{\rm{Ⅴ}}$、N$g_{\rm{Ⅵ}}$油组断层岩对应的排替压力是大于储层的排替压力的，断层在此处起到封堵油气的作用，而DST测试、取样、测井解释证实，这些储层均为油层。经计算，不同断块各油组的断—储排替压力差与不同断块各油组的储量具有正相关性。

运用式(6)计算不同油组断层能封闭的最大油气柱高度为22.7~113.6 m，与工区实际各油组油气柱高度(26.9~121.0 m)吻合度高，预测平均误差9.5%。证实了此断层封闭能力定量评价方法的可行性，最终明确了油田东盘3个断块平面上、垂向上油气差异富集的原因。

3.3 影响断层岩排替压力因素的定量评价

研究发现，断层岩的排替压力受断层埋深、断层倾角、泥质体积分数和断层岩成岩压实时间与围岩成岩压实时间的比值(简称作用时间比)4个因素的影响，并具有一定的相关关系：(1)断层倾角与断层岩排替压力具有负相关性。其他因素一定的情况下，断层倾角越小，断面承受的正压力越大，断层岩的压实成岩作用越强，断层岩排替压力越大。(2)断层埋深与断层岩排替压力具有正相关性。其他因素一定的情况下，断层埋深越大，断面承受的正压力越大，断层岩的压实成岩作用越强，断层岩排替压力越大。(3)泥质体积分数与断层岩排替压力具有正相关性。其他因素一定的情况下，泥质体积分数越大，断层岩的物性越差，断层岩排替压力越大，封闭能力越强。(4)由式(5)可知，在其他参数一定的情况下，作用时间比越大，断层岩成岩压实的时间越长，断层岩成岩压实真实埋深越大，断层岩的压实成岩作用越强，断层岩排替压力越大。

通过以上分析，明确了断层岩排替压力与断层埋深、断层倾角、泥质体积分数和作用时间比等4个因素具有一定的相关关系。但究竟是哪个因素显著性(重要程度)更高，哪个因素显著性低，无法体现。所以有必要对影响断层岩排替压力4因素的显著性进行定量评价。

采用正交试验设计的方法来对影响断层岩排替压力因素进行定量评价。正交试验设计是科学设计多因素试验的一种方法，该方法试验点代表性强，试验次数少，计算效率高，并且可以使用数理统计的方法科学处理实验结果，对因素的主次做出定量评价^[31]。

根据本次试验的目的，以断层岩排替压力作为试验的指标，并结合工区实际情况对4因素分别给定4个不同的水平(表 2)。

本文试验有4个水平因素，依据正交表的选择依据，试验次数应该大于等于15，同时又必须符合正交表的正交性，因此，宜选用L₁₆4⁵正交表，试验的次数为16次。将断层埋深，断层倾角，泥质体积分数和作用时间比依次排在1、2、3、4列上，第5列为空列，用来计算试验误差。所设计试验方案如表 3所示(最后一列实验结果为计算的断层岩排替压力值)。

利用方差分析对影响断层岩排替压力四因素的显著性进行定量评价，计算得出方差分析表(表 4)。

由表 4可知，断层埋深、断层倾角、泥质体积分数对断层岩排替压力的影响显著，作用时间比对断层岩排替压力的影响较显著。

对比四因素F比大小发现，影响断层岩排替压力的显著性依次为：泥质体积分数、断层倾角、断层埋深和作用时间比。

4 结论

(1) 通过断层岩的排替压力和储层的排替压力的比较可以评价断层的封堵性。断—储排替压力差大于0，断层封闭，断—储排替压力差小于0，断层不封闭，断—储排替压力差值越大，断层的封闭性越强，所能支撑的油气柱高度越大。

(2) 从断层封闭的机理出发，建立工区的埋深—泥质体积分数—排替压力关系图版，求取断层岩泥质体积分数和储层泥质体积分数，计算断层岩压实成岩真实埋深，分别求得断层岩的排替压力和储层排替压力，比较可得断—储排替压力差，从而达到定量评价断层封闭能力的目的。

(3) 由于控圈断层对1号块N$g_{\rm{Ⅲ}}$、N$g_{\rm{Ⅵ}}$油组，2号块N$g_{\rm{Ⅰ}}$、N$g_{\rm{Ⅱ}}$、N$g_{\rm{Ⅵ}}$油组，3号块N$g_{\rm{Ⅰ}}$、N$g_{\rm{Ⅱ}}$油组不封闭，所以这些储层中只含水；对1号块N$g_{\rm{Ⅰ}}$、N$g_{\rm{Ⅱ}}$、N$g_{\rm{Ⅳ}}$、N$g_{\rm{Ⅴ}}$油组，2号块N$g_{\rm{Ⅲ}}$、N$g_{\rm{Ⅳ}}$、N$g_{\rm{Ⅴ}}$油组，3号块N$g_{\rm{Ⅲ}}$、N$g_{\rm{Ⅳ}}$、N$g_{\rm{Ⅴ}}$、N$g_{\rm{Ⅵ}}$油组封闭，致使储层中富集油气，并预测了不同油组断层所能封闭的最大油气柱高度，与工区实钻井各油组油气柱高度吻合度高，预测平均误差9.5%。所得结论与实钻井揭示成果一致，表明断层封闭能力的定量评价方法可行。

(4) 在优选影响断层岩排替压力的4个因素的基础上，采用正交试验设计的方法对影响断层岩排替压力因素进行定量评价，通过方差分析，确定了影响断层岩排替压力因素的显著性顺序依次为：泥质体积分数、断层倾角、断层埋深和作用时间比。